Se ha elaborado las Curvas de Destilacion del siguiente Crudo :
Crudo : API CUPIAGA 43.11 La D 86 se ha elaborado hasta destilar
el 80% del Crudo y al 20% restante ( fondos) se le ha practicado
la destilacion D1160 a la Presion de 20.00 mmHg Destilacion del
Crudo Destilacion del 20% Fondos % Vol 0 10 20 30 40 % Peso 0
8.04 16.99 26.38 36.09 D 86 ° F 64.4 182.3 242.5 286.8 351.3
% Vol 0 10 20 30 40 % Peso 0 9.69 19.42 28.92 38.79 D 1160 °
F 514.1 519.9 529 533.7 551.1 50 60 70 80 46.02 56.44 67.01 77.7
437.3 525.1 618.9 774.2 50 60 70 80 48.83 58.65 68.7 78.74 572.4
597.8 639.8 718.5 Construir lo siguiente: a : Determinar la TBP
del Crudo b : Determinar a D86 completa c : Determinar la curva
de °API 90 100 89.1 100 809.6 860.9 d : Determinar los
rendimientos del Crudo e : Determinar la ° API de cada corte
Determinar el margen de refino si se cuenta con la siguiente
informacion Precio US$/Bbl Costo variable = 0.82 US$/Bbl Crudo
100.5994 GLP 65.52 Mermas y Autoconsumo = 6.52 % de Carga
Gasolinas Nafta Jet Diesel Residual 115.479 111.9719 127.0095
123.6335 95.8162
DETERMINACIÓN DE LOS RENDIMIENTOS Datos del Crudo °
API = Densidad del Agua a 60 ° F Calculos del Crudo Sp-Gr =
141. 5 / ( 131. 5 + ° API ) = 43.1100 0.999012 0.8104
Densidad = Sp-Gr * Densidad (Agua a 60 ° F) 0.8096 Kg/Lit
DATOS DEL 20 % EN VOLUMEN DE FONDOS Base Peso del Crudo Volumen
de los Fondos % Peso (data) Peso de Fondos Densidad de los Fondos
Sp-Gr de los Fondos = °API = Sp-Gr de los Fondos = Densidad
de los Fondos P = 20 1 0.8096 0.2 77.7 0.1805 0.902678
0.903570815 25.1009 0.9035708 0.902678 mmHg Litros de Crudo Kg
Litros Kg/Lit
A B (Tb * +460) [ DETERMINACION DE RENDIMIENTOS Paso de la D86
del Crudo a TBP, primeros 80% de destilado % Vol ( Base Crudo ) 0
10 20 30 40 50 60 70 Tb D86 ° F 64.4 182.3 242.5 286.8 351.3
437.3 525.1 618.9 ? D86 ° F 117.900 104.500 150.500 181.600
7.4012 4.9004 3.0305 2.5282 0.60244 0.71644 0.80076 0.82002 ? TBP
° F 130.9980759 137.0273334 167.9571188 180.0244951 TBP °
F 10.011 141.009 219.947 278.036 350.018 445.993 533.032 626.018
80 774.2 ?T = Tb – Tb* = 2.5 ( K watson – 12) * log ( P / 760)
Para P = 20 mmHg Log P = (2663.129 X – 5.994296) /(96.76 X –
0.972546) P >= 2 mmHg P <= 760 mmHg X = – 0.0002867(Tb *
+460)] T + 460 [748.1 – 0.2145(Tb * +460)]
A B 0 Conversion de la D1160 a D86 y luego a TBP del 20% de
Fondos ( P=20 mmHg ) % Vol ( Base 20% Fondos ) % Vol ( Base
Crudo) T D1160 °F Tb* D86 °F Tb D86 °F Tb D86 °F
Tb D86 °F ? D86 °F ? TBP °F TBP °F 80 514.1
763.230 762.749 762.755 762.755 738.719 6.558 7.4012 0.60244
22.9814137 10 82 519.9 769.789 769.308 769.314 769.314 761.700
10.274 20 84 529 780.063 779.582 779.588 779.588 784.814 15.574
4.9004 0.71644 35.0353518 30 86 533.7 785.363 784.882 784.887
784.887 796.735 19.574 40 88 551.1 804.937 804.456 804.462
804.462 824.716 43.442 3.0305 0.80076 62.0991993 50 90 572.4
828.804 828.323 828.329 828.329 858.835 28.328 60 92 597.8
857.132 856.651 856.657 856.657 891.773 74.852 2.5282 0.82002
87.0355114 70 94 639.8 903.657 903.176 903.181 903.181 945.870
86.129 80 96 718.5 989.786 989.305 989.310 989.310 1018.859
184.157 3.0419 0.75497 156.060648 90 98 809.6 1087.813 1087.332
1087.338 1087.338 1101.931 54.429 0.11798 1.6606 90.0168214 100
100 860.9 1142.242 1141.761 1141.767 1141.767 1191.948 2
?T=Tb-Tb* -0.4810 -0.4751 -0.4751 Tv (°F ) SL ln?4 ?4 Tme
(°F ) Tme (°C) Tme (°R) K watson °R 875.0851
3.9753 3.0307 20.7123 854.3728 456.8738 1313.9728 12.1218
874.6041 3.9753 3.0310 20.7184 853.8857 456.6032 1313.4857
12.1203 874.6100 3.9753 3.0310 20.7183 853.8917 456.6065
1313.4917 12.1203 874.6100 3.9753 3.0310 20.7183 853.8916
456.6065 1313.4916 12.1203
0 0 TBP COMPLETA DEL CRUDO Uniendo ambas curvas, es necesario
realizar un ajuste en 80% % Vol ( Base Crudo) 10 20 30 40 50 60
70 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 100 % Peso ( Base Crudo) 8.04
16.99 26.38 36.09 46.02 56.44 67.01 77.7 79.861 82.031 84.149
86.350 88.589 90.779 93.020 95.259 97.569 100.000 TBP °F
10.0109 141.0090 219.9472 278.0363 350.0179 445.9934 533.0317
626.0179 738.7186 761.7000 784.8140 796.7353 824.7162 858.8345
891.7732 945.8700 1018.8587 1101.9307 1191.9475 Densidad Kg/Lts
#¡DIV/0! 0.6509 0.6877 0.7119 0.7304 0.7451 0.7615 0.7750
0.7863 0.7885 0.7906 0.7922 0.7944 0.7969 0.7988 0.8011 0.8033
0.8060 0.8096 Sp-Gr #¡DIV/0! 0.6515 0.6884 0.7126 0.7312
0.7459 0.7623 0.7758 0.7871 0.7892 0.7914 0.7929 0.7952 0.7977
0.7996 0.8019 0.8041 0.8068 0.8104 ° API #¡DIV/0!
85.6766 74.0444 67.0709 62.0273 58.2110 54.1237 50.9011 48.2786
47.7871 47.3019 46.9505 46.4461 45.8909 45.4586 44.9494 44.4682
43.8808 43.1100 20 0.223 Sp – Gr = (Sp – Gr crudo * % Peso de
fondos) /(% Volumen fondos) Densidad = Sp – Gr * 0.999012
TBP°F DETERMINACION DE LOS RENDIMIENTOS 1400.0000 % Volumen
Vs TBP Completa del Crudo 1200.0000 14.78 % 100, 1191.9475
1000.0000 Residuo 800.0000 600.0000 16 % 29.61 % Diesel ( Gas Oil
) 800 400.0000 200.0000 4.475 % 17.525 % Gasolina 147.61% Nafta
90 JET 220 315 450 Butanos Livianos 0.0000 0 20 40 60 80 100 120
% Volumen
c = b = a = y= x = UTILIZANDO LA MATRIZ DE TRIANGULIZACION POR
ELIMINACION DE GAUSS a11 a21 a31 a12 a22 a32 a13 a23 a33 a14 a24
a34 1 1 1 1 0 0 1 0 0 a a a a a a a a a 82.03066 84.14916
86.35017 82.03066 2.11850 4.31951 82.03066 2.1185 0 b b b b b b b
b b 6729.02918 7081.081129 7456.351859 6729.02918 352.0519487
727.322679 6729.02918 352.0519487 9.507284705 c c c c c c c c c =
= = = = = = = = 784.814029 796.735329 824.716172 784.814029
11.9213005 39.902143 784.814029 11.9213005 15.5952387 x3 = x2 =
x1 = 1.640346243 -266.9652069 11646.20841 Comprobando Comprobando
Comprobando 784.814029 796.735329 824.716172 Ec. que mejor se
ajusta a 11646.20841 Teorema de la Ecuacion de 2do Grado
Reordenando la Ec. Para Aplicar b -266.9652069X ax 2 + bx + c = 0
T = cx 2 + bx + a c 1.640346243 X² cx 2 + bx + (a – T ) = 0
Planteando de la Ec. Para Aplicar, Arreglada – (b) ± (b) 2
– 4(a – T )(c) 2(c) Comprobando Si T = 800 Si v1 = 84.48723
a+bv+cv²=T Entonces v1 = 84.4872276 v2 = 78.2620749 entonces
T = 800.000
RENDIMIENTOS DEL CRUDO Y API DE CADA CORTE Temp Corte °F %
Vol Ac ( Base Crudo ) % Peso Ac ( Base Crudo ) % Vol ( Base Crudo
) % Peso ( Base Crudo ) Densidad Kg/Lit Sp – Gr ° API Butano
y mas livianos Gasolina Nafta JET Diesel ( Gas oil ) Crudo
Reducido 90 220 315 450 800 5.61693 20.00771 35.37505 50.43878
86.30816 100.00000 4.478727 16.997008 31.569509 46.465364
84.487228 100.000000 5.61693 14.39078 15.36734 15.06373 35.86937
13.69184 4.47873 12.51828 14.57250 14.89586 38.02186 15.51277
0.6455 0.7042 0.7677 0.8006 0.8582 0.9172 0.6462 0.7049 0.7685
0.8013 0.8590 0.9182 87.4846 69.2283 52.6339 45.0779 33.2250
22.6138 MARGEN DE REFINO Rendimiento (% Vol) Teorico Real Precio
US$/Bbl Ingresos US$/Bbl Butano y mas livianos Gasolina Nafta JET
Diesel ( Gas oil ) Crudo Reducido Autoconsumo Mermas 5.61693
14.39078 15.36734 15.06373 35.86937 13.69184 5.25071 13.45250
14.36539 14.08158 33.53069 12.79913 6.52000 65.52000 115.47900
111.97190 127.00950 123.63350 95.81620 3.44026 15.53481 16.08520
17.88494 41.45517 12.26364 0.000 Total de Ingresos Precio del
Crudo Costes Variables Margen de Refino 106.66403 100.5994 0.82
5.24463
80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 DETERMINACION DE LA D86 Y TBP
(C0MPLETA) % Vol ( Base Crudo ) 0 10 20 30 40 50 60 70 100 Tb D86
° F 64.4 182.3 242.5 286.8 351.3 437.3 525.1 618.9 762.75530
769.31377 779.58822 784.88736 804.46154 828.32924 856.65713
903.18141 989.31041 1087.33802 1141.76668 TBP °F 10.010893
141.008969 219.947203 278.036302 350.017925 445.993421 533.031696
626.017916 738.718564 761.699978 784.814029 796.735329 824.716172
858.834529 891.773219 945.870040 1018.858721 1101.930688
1191.947510
ºF CURVAS DE D86 Y TBP 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 D 86
TBP 0 20 40 60 80 100 120 % Volumen
DETERMINACION DEL API % Vol ( Base Crudo) 0 10 20 30 40 50 60 70
80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 100 ° API #¡DIV/0!
85.67661692 74.04443790 67.07088704 62.02729288 58.21099522
54.12367116 50.90113416 48.27863578 47.78705260 47.30192601
46.95050384 46.44614649 45.8909180 45.45864515 44.94939105
44.46821802 43.88078063 43.11000000
°API 90 DETERMINACION DE L A CURVA API 80 70 60 50 40 30 20
10 0 % Vol Vs API y = 0.0039×2 – 0.8624x + 91.307 R² =
0.9919 Series1 Polinómica (Series1) 0 20 40 60 80 100 120
% Vol umen
%Volumen %Peso AJUSTAMIENTO DE LAS CURVAS EN LAS ECUACIONES
POLINOMICAS 830 825 820 815 810 805 800 795 790 785 780 T = 90 y
= 1.6403×2 – 266.97x + 11646 R² = 1 86.35017, 824.7161719
Polinómica (Series1) 81 82 83 84 85 TBP 86 87 830 825 820
T = 90 y = 1.6403×2 – 266.97x + 11646 R² = 1 86.35017,
824.7161719 815 810 805 800 795 790 785 780 Polinómica
(Series1) 81 82 83 84 85 86 87 TBP
%Volumen %Peso 830 825 820 815 810 805 800 795 790 785 780 T =
220 y = 1.6403×2 – 266.97x + 11646 R² = 1 86.35017,
824.7161719 Polinómica (Series1) 81 82 83 84 85 86 87 TBP
830 825 820 T = 220 y = 1.6403×2 – 266.97x + 11646 R² = 1
86.35017, 824.7161719 815 810 805 800 795 790 785 780
Polinómica (Series1) 81 82 83 84 85 86 87 TBP
%Volumen %Peso 830 825 820 815 810 805 800 795 790 785 780 T =
315 y = 1.6403×2 – 266.97x + 11646 R² = 1 86.35017,
824.7161719 Polinómica (Series1) 81 82 83 84 85 86 87 TBP
830 825 820 T = 315 y = 1.6403×2 – 266.97x + 11646 R² = 1
86.35017, 824.7161719 815 810 805 800 795 790 785 780
Polinómica (Series1) 81 82 83 84 85 86 87 TBP
%Volumen %Peso 830 825 820 815 810 805 800 795 790 785 780 T =
450 y = 1.6403×2 – 266.97x + 11646 R² = 1 86.35017,
824.7161719 Polinómica (Series1) 81 82 83 84 85 86 87 TBP
830 825 820 T = 450 y = 1.6403×2 – 266.97x + 11646 R² = 1
86.35017, 824.7161719 815 810 805 800 795 790 785 780
Polinómica (Series1) 81 82 83 84 85 86 87 TBP
%Volumen %Peso 830 825 820 815 810 805 800 795 790 785 780 T =
800 y = 1.6403×2 – 266.97x + 11646 R² = 1 86.35017,
824.7161719 Polinómica (Series1) 81 82 83 84 85 86 87 TBP
830 825 820 T = 800 y = 1.6403×2 – 266.97x + 11646 R² = 1
86.35017, 824.7161719 815 810 805 800 795 790 785 780
Polinómica (Series1) 81 82 83 84 85 86 87 TBP